中國儲能網(wǎng)訊：與其他能源政策類似，靈活性電源電價政策的制定也應(yīng)從“能源不可能三角”出發(fā)，兼顧能源安全、綠色、經(jīng)濟的目標(biāo)。此外，不同類型的靈活性電源，運行方式、成本、作用存在一定差別，因此差異化的定價策略非常必要。
文／韓冰
“十四五”期間，我國可再生能源實現(xiàn)高質(zhì)量躍升發(fā)展，新增裝機屢創(chuàng)新高。截至2024年6月底，風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機容量分別達(dá)到約4.7億千瓦、7.1億千瓦，總計約占總裝機比例的38.5%。隨著新能源發(fā)電占比提高，其間歇性、波動性、隨機性加重了系統(tǒng)消納壓力，新型電力系統(tǒng)將更多依賴具備快速調(diào)節(jié)能力的靈活性電源。
截至2024年6月底，我國煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能裝機容量已分別達(dá)到約11.7億千瓦、1.3億千瓦、5440萬千瓦、4444萬千瓦。預(yù)計“十四五”末，抽水蓄能、以電池為主的新型儲能裝機容量將達(dá)到6200萬千瓦、3000萬千瓦。根據(jù)目前項目建設(shè)進(jìn)度來看，實際投產(chǎn)規(guī)模將超出規(guī)劃預(yù)期。
靈活性電源與傳統(tǒng)主力電源的根本差異
靈活性電源主要為電力系統(tǒng)提供快速調(diào)節(jié)能力，通過快速調(diào)節(jié)自身出力，匹配新能源出力的間歇性和波動性，為系統(tǒng)提供可調(diào)度容量而非電能量。在風(fēng)電、光伏發(fā)電集中發(fā)電時段，為新能源消納騰挪空間；在新能源出力不足時，為電力保供兜底。
電力系統(tǒng)中發(fā)電資源的價值可以體現(xiàn)在四個方面，即能量價值、容量價值、調(diào)節(jié)價值和綠色價值。為更好地利用價格信號，我國在電價體系中分別建立了中長期及現(xiàn)貨交易市場以反映能量價值，輔助服務(wù)市場以反映調(diào)節(jié)價值，綠電交易及綠證市場以反映綠色價值，但對于靈活性電源所體現(xiàn)的容量價值尚未建立完善的價格機制。
隨著靈活性電源裝機容量逐步擴大，如何建立一套反映靈活性電源容量價值的電價體系將成為當(dāng)務(wù)之急。
筆者認(rèn)為，與其他能源政策類似，靈活性電源電價政策的制定也應(yīng)從“能源不可能三角”出發(fā)，兼顧能源安全、綠色、經(jīng)濟的目標(biāo)，可以從存量補償、投資激勵、技術(shù)創(chuàng)新、環(huán)境友好、短期成本、長期成本六個維度進(jìn)行分析。
為了給電力系統(tǒng)運行提供充足裕度，靈活性電源電價機制既要給予存量機組足夠補償，合理疏導(dǎo)成本，緩解其經(jīng)營壓力；又要對后續(xù)新增電源投資進(jìn)行適當(dāng)激勵，以促進(jìn)靈活性電源保質(zhì)保量增長。
為了加快綠色低碳轉(zhuǎn)型，電價政策要鼓勵技術(shù)創(chuàng)新、提升能源利用效率、降低碳排放。既要兼顧短期系統(tǒng)成本壓力，也要關(guān)注長期潛在成本。此外，不同類型的靈活性電源，運行方式、成本、作用存在一定差別，因此差異化的定價策略非常必要。
煤電電價政策關(guān)注平衡存量機組補償與系統(tǒng)成本壓力
為實現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)，我國未來中長期新增煤電需求量較小，無需借助電價政策刺激新投資，但存量煤電機組規(guī)模巨大，煤電電價政策目標(biāo)應(yīng)該是為存量機組提供合理補償，促進(jìn)煤電機組減量提質(zhì)，加快完成從基荷電源向靈活性電源的角色轉(zhuǎn)型。但煤電作為我國電力供應(yīng)的“壓艙石”，基數(shù)龐大，額外的電價補償存在推高終端用電成本的風(fēng)險。
因此，在煤電電價政策實施初期，我國采取了相對保守的補償幅度，《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》指出，2024年，通過容量電價回收的固定成本比例為30%左右，容量電價為每年每千瓦100元。如果按目前各省利用小時數(shù)折算至每千瓦時電，煤電容量補償平均約為每千瓦時電2.6分錢。在獲得容量電價補償后，煤電機組在2024年中長期年度合同交易中普遍采取了更激進(jìn)的報價策略。從2024年中長期交易價格來看，疊加煤價下行因素的影響，多數(shù)省份電力交易的電量電價普遍下降，傳至終端用戶的用電成本總體可控。
《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》規(guī)定，自2026年起，通過煤電容量電價回收固定成本比例將提升至不低于50%，遠(yuǎn)期將根據(jù)轉(zhuǎn)型進(jìn)度等實際情況合理確定并逐步調(diào)整。
目前，大多數(shù)省份采用統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的容量電價補償。差異化的補償可以更好反映不同省份之間、機組之間的差異，后續(xù)可進(jìn)一步考慮機組類型、利用小時、壽命年限、靈活性調(diào)節(jié)能力等指標(biāo)進(jìn)行差異化補償。費用分?jǐn)偪蓪⒂脩粢?guī)模、類型、負(fù)荷曲線納入考量，比如，按照類似分時電價的方式，根據(jù)分時電量分?jǐn)傎M用，可起到引導(dǎo)用戶削峰填谷、有序用電的作用。
氣電電價重在穩(wěn)定投資預(yù)期
受高燃料成本的影響，氣電長期以來是我國發(fā)電成本最高的電源之一。因此，氣電的電價機制改革始終圍繞“疏導(dǎo)成本”這一關(guān)鍵詞展開。
過去十年，氣電的電價機制經(jīng)歷了四個發(fā)展階段。2015年以前，多數(shù)省份以單一制電量電價為主，基于成本加成的方式由政府核定省級統(tǒng)一上網(wǎng)電價；2015～2020年，考慮到機組成本差異，我國開始按照機組技術(shù)類型（如9E、9F）、運行方式（如調(diào)峰、熱電聯(lián)產(chǎn)）設(shè)定差異化的上網(wǎng)電價；2021年，部分省份對供暖季和夏季頂峰時段制定更高的上網(wǎng)電價，把天然氣價格的季節(jié)性波動、迎峰度夏的電力緊缺等因素納入考量，試圖兼顧運行成本疏導(dǎo)與電力市場供需信號；2022年，傳統(tǒng)氣電大?。ㄊ校┤鐝V東、上海、浙江等，開始探索“容量電價+氣電聯(lián)動”的模式，利用容量電價覆蓋固定成本，體現(xiàn)容量和靈活性的價值，利用“氣電聯(lián)動”機制傳導(dǎo)天然氣價格波動。
“氣電聯(lián)動”指氣電上網(wǎng)電價與天然氣價格聯(lián)動，各省的氣電聯(lián)動計算方式存在著細(xì)微的差異，但主要考慮四個因素：到廠氣價的變化、發(fā)電氣耗、稅率調(diào)整以及其他因素。綜合估算下來，到廠天然氣價格每一立方米變動1角錢，每千瓦時氣電上網(wǎng)電價相應(yīng)變化2分錢。
“容量電價+氣電聯(lián)動”電價機制有望向更多省份推廣，在此電價機制下，用容量電價覆蓋固定成本、“氣電聯(lián)動”覆蓋燃料成本，再適當(dāng)設(shè)置激勵性價格機制，促進(jìn)氣電主動發(fā)揮快速調(diào)節(jié)的優(yōu)勢，可以有效解決成本問題，穩(wěn)定氣電的投資預(yù)期，為系統(tǒng)靈活性兜底。目前，國內(nèi)氣電規(guī)模仍然較小，即使容量電價額度高于煤電，其對終端電價的影響也相對有限。
抽水蓄能電價重在激勵新投資
長期以來，抽水蓄能電站受困于初始投資高、建設(shè)周期長、成本回收難等一系列難題，發(fā)展速度相對較緩，多數(shù)項目投資以電網(wǎng)公司為主導(dǎo)，以支撐電網(wǎng)系統(tǒng)削峰填谷和安全穩(wěn)定。
根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》，自2023年6月起，抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價：在電量電價中設(shè)置抽水和上網(wǎng)電價價差，覆蓋電站運營成本；基于成本加成的原則核定容量電價，按40年電站經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%核價。兩部制電價的施行，大幅改善了抽水蓄能項目的經(jīng)濟性，激發(fā)了發(fā)電企業(yè)的投資熱情。據(jù)統(tǒng)計，2022～2023年全國年均核準(zhǔn)抽水蓄能項目近4400萬千瓦，約為2021年核準(zhǔn)量的5倍。
國內(nèi)抽水蓄能電站已投運規(guī)模尚小，即使設(shè)置較高水平的容量補償，也不會對整個系統(tǒng)的成本造成太大壓力。但抽水蓄能本質(zhì)上是資源型發(fā)電，隨著項目開發(fā)換擋提速，優(yōu)良廠址將被優(yōu)先開發(fā)，后續(xù)新廠址難以避免地將面臨開發(fā)成本增加、施工難度加深、環(huán)保及生態(tài)恢復(fù)壓力增大的考驗。據(jù)統(tǒng)計，2020年之前投運的抽水蓄能電站單位投資普遍為3500~4000元/千瓦，但2020年之后投運電站單位投資已經(jīng)飆升至5000~6500元/千瓦。隨著抽水蓄能裝機容量增加、造價逐步攀升，容量電價所帶來的系統(tǒng)成本壓力將日益凸顯，抽水蓄能電站容量電價政策將綜合考慮包括成本在內(nèi)的多種因素，隨省級電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)整。
新型儲能電價深度參與市場
新型儲能主要依賴市場手段形成價格激勵。在充分的市場競爭中，挖掘技術(shù)創(chuàng)新和降本潛力，通過市場供求決定價格，用價格引導(dǎo)投資。
與其他靈活性電源相比，新型儲能項目單體裝機容量小、建設(shè)周期短、初始投資低，民營企業(yè)參與程度高，更適合通過市場手段形成價格激勵。隨著電力市場改革逐步深入，越來越多的新型儲能項目可以以獨立市場主體身份加入電力市場，目前主要的商業(yè)模式包括電力輔助服務(wù)市場中的調(diào)峰及調(diào)頻市場、現(xiàn)貨市場交易中的峰谷價差套利以及容量租賃等。通過深度參與市場，新型儲能電價隨行就市，以市場供需關(guān)系的變化帶動電價波動。
新型儲能通過“火儲聯(lián)合”調(diào)頻的方式參與輔助服務(wù)市場，以山東某燃煤電廠為例，該廠于2021年年底配置9兆瓦、4.5兆瓦時儲能后，電廠調(diào)頻輔助服務(wù)收益變?yōu)槲磁渲们暗慕?倍。強烈的價格信號刺激大量儲能電站投資入市，截至2023年年底，廣東約有六成以上的煤電廠均配置不同規(guī)模的新型儲能，火儲聯(lián)合調(diào)頻項目平均收益從月入千萬降至每月幾十萬元。
未來新型儲能是否會推行容量電價政策還存在諸多不確定性。與煤電、氣電、抽水蓄能電站不同，新型儲能技術(shù)路線眾多、儲能時長各異，且不同投產(chǎn)年份設(shè)備采購成本差異大，在成本核定方面存在一定挑戰(zhàn)。
正如“能源不可能三角”難以同時兼顧，人們更多時候是在“安全、經(jīng)濟、綠色”三要素中根據(jù)實際情況尋求利益最大化，未來靈活性電源的電價政策也將根據(jù)電力供需情況、系統(tǒng)成本變化、綠色轉(zhuǎn)型進(jìn)度等實際情況不斷調(diào)整優(yōu)化，探索適合我國國情的靈活性電源價格機制，助力構(gòu)建中國現(xiàn)代能源體系。
（作者系標(biāo)普全球大宗商品電力與可再生能源研究分析副總監(jiān)。編輯：郝怡柯）
